Материал: Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

.     Исходя из полученных значений, определяем безводный режим скважины по формуле (6):

.     По формуле (6) рассчитывалось предельный безводный дебит для различных значений относительных вскрытий пласта. Полученные значения представлены в таблице 2. Из полученных значений построен график зависимости Q_пр от h_отн скважины СБт - 74, в которой видно, что при

h_отн = 0,4 Q_пр =188,48 тыс. м³/сут. (рис.5)

Таблица 2. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -74

Рис. 5. Зависимость Q_пр от h_отн скважины СБт - 74

Аналогично произведены расчеты для скважин СБт-156 и СБт-163.

Результаты расчета скважины СБт-156 и СБт-163 приведены в таблице 3.

Таблица 3. Результаты расчетных показателей скважин СБт-156 и СБт-163

Значение Q_пр в зависимости от относительного вскрытия пласта скважин СБт-156 и СБт-163представлены в таблице 4 и в таблице 5, соответственно.

Таблица 4. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -156

Таблица 5. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -163

Графики зависимости скважин СБт-156 и СБт-163 представлены на рисунках 6 и 7, соответственно.

Рис. 6. Зависимость Q_пр от h_отн скважины СБт - 156

Рис. 7. Зависимость Qпр от hотн скважины СБт - 163

. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода

В процессе разработки изменяются свойства газа, воды, пористой среды, толщина газоносного пласта, положение ГВК, пластовое давление и т.д. Эти изменения должны быть учтены при прогнозировании показателей разработки [11]. Параметры, которые входят в расчетные формулы для определения предельно безводных дебитов, зависят от давления, а давление - от отбора газа из залежи в процессе разработки. Эти параметры определяются по следующим формулам [3]:

 (8)

где R_c - радиус контура газоносности залежи принятой круговой формы, м; Q_в(t) - объем воды, вторгшейся в газоносную часть залежи за время t, [тыс.м³] определяется:

 (9)

где k_в - средняя для воды проницаемость водоносного пласта, мкм²; h - толщина водоносного (газоносного пласта) у стенки укрупненной скважины, м; µ_в - динамическая вязкость воды, мПас; χ_в - средневзвешенный коэффициент пьезопроводности, определяемый по формуле:

 (10)

m - пористость; β - коэффициент объемной упругости, определяемый по формуле:

β_в, β_п - коэффициенты объемной упругости воды и пласта,  - безразмерная функция, зависящая от параметра Фурье f0, определяемого по формуле:

 (11)

Вычислив Q_в(t) на каждый момент времени, необходимо определить Р_пл(t) и h(t), а по известным Р_пл(t) и h(t) - величину Q_пл(t).

Значение текущего пластового давления определяем по формуле:

 (12)

где Р_пл(t),  - соответственно текущее и начальное давление пласта, МПа; z(Р_пл,T_пл),  - начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа; Vн - начальный объем газоносной части пласта, м³; αг - средний по залежи коэффициент газонасыщенности пласта; Q_доб(t) - отбор газа из залежи за время t.

С учетом изложенного предельный безводный дебит скважины при подвижном контакте газ-вода и гиперболическом характере изменения толщины изотропного пласта в призабойной зоне будет определяться по формуле:

 (13)

где Q* - безразмерный безводный дебит газовой скважины при подвижном контакте газ-вода и гиперболическом характере изменения толщины изотропного пласта, определяем по формуле [16]:

 (14)

где h(t) - относительное вскрытие пласта по годам:

 (15)

D - коэффициент Джоуля - Томсона:

 (16)

* и b* - коэффициенты фильтрационного сопротивления

 (17)

6. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода на примере Среднеботуобинского месторождения

Таблица 6/ Исходные данные для расчета

Безводные дебиты определенные по формуле (6) как текущие, окажутся значительно выше их истинных значений в процессе разработки из-за непрерывного уменьшения газонасыщенной тощины. Интенсивность подъема контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водогазоносных пластов и других не менее важных факторов.

Для определения текущей толщины газоносного пласта применяется формула (8). Как следует из выше перечисленного уравнения для расчета изменения текущей толщины пласта во времени разработки, необходимо знать объем вторгшейся воды. Для определения используем формулу (9),где

t - время разработки, годы;

 (18)

Расчет изменения пластового давления по интервалам разработки производится по следующим формулам:

=

Аналогично для последующих годов.

Аналогично для последующих годов.

Для определения предельно безводного дебита с подвижном контакте газ-вода, определяем необходимые параметры по формулам с (14) по (17) за момент времени t, полученные значения представлены в таблице 7. На рисунке 8 представлен график изменения накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь в процессе разработки месторождения. Зависимость предельного безводного дебита от пластового давления наглядно представлен на рисунке 9.

Таблица 7. Результаты решений